考虑不确定性的二叠纪伴生气甲烷热解制氢和固体碳的技术经济与碳强度评估

《Hydrogen》：Uncertainty-Aware Techno-Economic and Carbon-Intensity Assessment of Permian Associated-Gas Methane Pyrolysis for Hydrogen and Solid Carbon Production

　　

二叠纪盆地（Permian Basin）中的伴生气是一种富含甲烷、但在空间上分散且间歇可用的原料。甲烷热解（methane pyrolysis）可将碳氢化合物转化为氢气和固体碳，且不会在反应器中直接形成过程二氧化碳（CO₂），但其实际价值取决于捕获气的容量因子（capacity factor）、进料组成、高温热源供应、产品纯化、连续碳提取、碳的销售处置以及透明的温室气体核算。本研究针对一个模块化的100万标准立方英尺/天（MMSCFD）二叠纪伴生气单元，提出了一种已实施的筛选模型。研究人员利用碳氢化合物裂解化学计量、催化与热转化包络线、净氢回收假设、能量负荷分配、平准化成本模型以及从井口到场站的碳强度模型，对一种具有代表性的二叠纪伴生气组成进行了评估。催化基准案例在90%变压吸附（Pressure-Swing Adsorption，PSA）回收后，每天生产3.78吨可销售的氢气（H₂）和14.27吨固体碳；热近完全转化边界则每天生产4.31吨可销售H₂和16.15吨固体碳。在容量因子0.85、安装资本支出（CAPEX）1000万美元、实际折现率8%、项目周期20年、能量强度10千瓦时/公斤H₂、电价0.06美元/千瓦时的条件下，当碳价值为零时，确定性的厂门口氢气平准化成本（Levelized Cost of Hydrogen，LCOH）为1.81美元/公斤H₂；当净实现碳价值为0.20美元/公斤碳时，LCOH降至1.05美元/公斤H₂。对容量因子、CAPEX、能量强度、电价、碳价值、进料/捕获成本以及产量不确定性进行的蒙特卡洛分析（Monte Carlo analysis）显示，氢气平准化成本在第10、50和90百分位数（P10/P50/P90）上分别为1.32/1.91/2.57美元/公斤H₂。对应的筛选碳强度分布为2.34/4.11/5.89公斤二氧化碳当量（CO₂e）/公斤H₂，其中起主导作用的是电力碳强度和上游甲烷损失。地热或余热预热被定量视为对低温和中温热负荷的部分抵消，而非对900–1200°C高温调温热源的替代。该路径与蒸汽甲烷重整（Steam Methane Reforming，SMR）、带碳捕集与封存的自热重整（Autothermal Reforming with Carbon Capture and Storage，ATR + CCS）、电解、小型液化天然气（Liquefied Natural Gas，LNG）以及天然气制液体燃料（Gas-to-Liquids，GTL）进行了基准比较。报告中的LCOH值为厂门口生产成本；单独的氢气物流与负碳价值压力测试则识别出远程输送或碳处置可能侵蚀表面经济优势的条件。

**论文解读：考虑不确定性的二叠纪伴生气甲烷热解制氢与固体碳的技术经济及碳强度评估**

**一、研究背景与问题**

全球油气田伴生气的燃烧（flaring）与限制处理仍是一个显著问题。2024年全球燃烧气体量高达1510亿立方米，创2007年以来新高。在石油主导的盆地（例如二叠纪盆地（Permian Basin）），伴生气大量产出，但其空间分散、供应间歇、且组分多变，难以直接集输或规模化利用。传统的伴生气利用途径包括管道集输、发电、小型液化天然气（LNG）以及天然气制液体燃料（GTL）等，这些途径大多将甲烷作为能源或液体燃料变现。与此同时，氢气作为一种重要的工业原料和脱碳载体，其低碳化生产备受关注。甲烷热解（methane pyrolysis），也被称为“绿松石氢”（turquoise hydrogen），通过反应CH₄ → C(s) + 2H₂直接生成氢气和固体碳，避免在反应器中直接产生CO₂，因而被视为一种潜在的过渡性路径。

然而，该路径的实际可行性远非简单。其经济与技术价值高度依赖于许多现实因素：捕获气体的容量因子（capacity factor，即实际可用进料与设计能力的比值）、进料组成中惰性组分与硫含量、高温反应热供应方式、氢气纯化与压缩能耗、固体碳的连续取出与处置、最终产品的市场价值以及全生命周期的温室气体核算。已有文献中关于绿松石氢的技术经济评估往往假设低成本热源、高容量因子以及高价值碳产品，但这对于伴生气利用而言是高风险组合。此外，现有的伴生气利用文献多聚焦于能量产品（LNG、电力等），而低碳氢文献主要评估蒸汽甲烷重整（SMR）、带碳捕集与封存的自热重整（ATR + CCS）和电解水制氢，很少专门针对分布式伴生气进行热解路径的系统性、可复现的筛选评估。正是为了填补这一研究空白，本研究在《Hydrogen》期刊上发表，旨在通过建立透明的筛选模型，量化不确定性对二叠纪伴生气甲烷热解制氢的产量、平准化成本（LCOH）和碳强度（carbon intensity, CI）的影响。

**二、主要关键技术与方法**

本研究采用的主要关键技术方法包括：（1）基于化学计量学的碳氢化合物裂解转化模型，设定了催化转化与热近完全转化两种包络线；（2）热集成与地热/余热预热模型，仅对可匹配温度的低/中温热负荷给予预热信用；（3）平准化成本（LCOH）模型，考虑了资本回收因子、安装资本支出（CAPEX）、固定运维成本、能量强度、电价、进料/捕获成本以及净实现碳价值；（4）从井口到场站（well-to-gate）的碳强度（CI）筛选模型，包含电力碳强度与上游甲烷损失因子，并以1公斤可销售H₂为功能单位；（5）蒙特卡洛不确定性传播（Monte Carlo uncertainty propagation），对容量因子、CAPEX、能量强度、电价、碳价值等关键输入进行独立采样（以三角分布和正态分布为主），产生LCOH和CI的百分位数分布。所有计算在Python 3.13.5中实现，未使用实验试剂或实物样本。

**三、研究结果**

**4.1 基准质量平衡（Base-Case Mass Balance）**
通过化学计量转化与PSA回收计算：催化基准案例对1 MMSCFD进料每天产生4204公斤粗H₂，经90%PSA回收后得到3783公斤净H₂，同时产生14270公斤固体碳，碳与氢的质量比约为3.77:1。热近完全转化边界则得到更高产量（4.31吨/天净H₂和16.15吨/天C）。

**4.2 能量与地热/预热贡献（Energy and Geothermal/Preheat Contribution）**
基准能量强度为10 kWh/kg H₂，其中热力学焓最小值约占5.2 kWh/kg H₂。地热或余热预热仅能替代低/中温负荷：1.0 kWh/kg H₂的预热信用使LCOH降低0.06美元/kg H₂，CI降低约0.40 kg CO₂e/kg H₂；即使2.0 kWh/kg H₂的信用也无法完全取代900–1200°C的高温调热。

**4.3 确定性TEA与容量因子/碳价值图（Deterministic TEA and Capacity-Factor/Carbon-Value Map）**
在容量因子0.85、净实现碳价值为零时，催化剂基准LCOH为1.81美元/kg H₂；若碳价值为0.20美元/kg C，LCOH降至1.05美元/kg H₂。负碳价值（?0.10美元/kg C）会使LCOH升至约2.19美元/kg H₂。响应面分析表明，容量因子低于0.60时，即使有正的碳价值，模块化单元也难以竞争。

**4.4 敏感性与不确定性分析（Sensitivity and Uncertainty Analysis）**
单因素敏感性分析显示容量因子、碳价值、CAPEX和电价是主导变量。蒙特卡洛分析（20,000次采样）给出LCOH的P10/P50/P90分别为1.32/1.91/2.57美元/kg H₂，中位数高于确定性零碳基准，因为蒙特卡洛包括进料成本及偏低的碳价值分布。

**4.5 碳强度结果（Carbon-Intensity Results）**
确定性CI在基准条件下（电力碳强度0.40 kg CO₂e/kWh，甲烷损失0.3%）为4.31 kg CO₂e/kg H₂。蒙特卡洛CI分布P10/P50/P90为2.34/4.11/5.89 kg CO₂e/kg H₂，主要由电力碳强度和甲烷泄漏主导。

**4.6 与SMR、ATR+CCS、电解、LNG和GTL的基准比较（Benchmark Against SMR, ATR+CCS, Electrolysis, LNG, and GTL）**
对比显示，无CCS的SMR仍是低成本基准但CI高；带CCS的重整可降低CI但需CO₂基础设施；电解在低碳电力下CI最低但成本高且受约束；LNG和GTL是非氢气的伴生气变现途径。甲烷热解最适用于具有高容量因子、低碳能源和可信碳销售渠道的集群伴生气。

**四、讨论与结论**

讨论部分指出：对于二叠纪部署，项目选址应优先考虑气体可用性、聚集潜力、运行时间、电网连接和碳物流，而非反应器优化。容量因子对经济性影响比过程优化更显著。固体碳的连续取出是核心设计挑战——质量平衡显示碳产量是氢气的3.77倍，碳处理成本或收入显著影响LCOH。关于MRV（测量、报告与验证）不确定性，目前未完成场站级MRV，仅通过容量因子和进料成本敏感性体现。地热/余热预热仅能提供有限的改善。结论翻译如下：

**7. 结论**
1. 一个代表性的1 MMSCFD二叠纪伴生气热解单元在催化基准下可每天生产约3.78吨净H₂和14.27吨固体碳；热近完全转化边界给出更高的产量上界：4.31吨/天净H₂和16.15吨/天C。
2. 确定性的催化厂门口LCOH在碳价值为零时为1.81美元/kg H₂，净实现碳价值为0.20美元/kg C时为1.05美元/kg H₂。负碳价值?0.10美元/kg C使LCOH升至约2.19美元/kg H₂，表明碳处置既可能是重大收益也可能是实质性负担。
3. 蒙特卡洛分析给出LCOH的P10/P50/P90为1.32/1.91/2.57美元/kg H₂。容量因子、CAPEX、电价和碳价值主导经济性。
4. 碳强度并非自动较低。筛选CI分布P10/P50/P90为2.34/4.11/5.89 kg CO₂e/kg H₂，主要由电力碳强度和甲烷损失控制。
5. 地热或余热预热仅提供适度的量化改善，但不能替代高温热解热。修订后的表述在热力学上更为合理，因为它只对低/中温热负荷抵消给予信用。
6. 与SMR、ATR+CCS、电解、LNG和GTL相比，甲烷热解最好被视为一种针对集群伴生气的模块化氢与碳选项，适用于运行时间、低碳能源和碳销售均可靠的情况。
7. 报告中的LCOH值不包括下游输送。附加1–5美元/kg H₂的物流负担可实质性改变或消除其相对于消费点附近氢气的表面优势。因此，最强部署案例需要共置需求、集群生产或验证过的低成本运输基础设施。此外还要求验证氢气物流、反应器可用性、CO₂副反应、一氧化碳（CO）管理以及支持碳销售或受控处置成本的证据。